ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 418
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
| № раздела | Наименование раздела | Страница |
| 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. | Общая характеристика установок переработки газа Характеристика исходного сырья, готовой продукции, реагентов и вспомогательных материалов Описание технологического процесса, схемы контроля и автоматики Нормы технологического режима и метрологическое обеспечение Контроль технологического процесса Основные правила пуска и остановки установки при нормальных условиях Возможные неполадки технологического процесса, их причины и способы устранения Основные правила безопасного ведения технологического процесса Возможные аварийные ситуации и правила остановки установки при этом Отходы производства, сточные воды и выбросы в атмосферу Спецификация технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов, экспликация компрессоров и насосов Перечень обязательных инструкций для установок переработки газа Лист регистрации изменений Технологические схемы | 2 3-14 15-30 31-41 42-64 65-89 90-97 98-115 116-125 126-128 129-151 152-157 158 |
I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСТАНОВОК ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА
Установки переработки газа предназначены согласно первоначальному проекту для переработки поступающего нефтяного газа с извлечением из него широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). После проведенной реконструкции установок переработки газа в 1997 году наряду с проектной продукцией – ШФЛУ и сухим отбензиненным газом получена возможность выработки стабильного газового бензина и СПБТ на установке переработки газа №2.
Проектная мощность установок по перерабатываемому газу составляет 4,28 млрд.м3/год. Переработка нефтяного газа осуществляется по схеме низкотемпературной конденсации с применением пропанового холода и турбодетандера. В состав каждой установки компримирования и переработки газа входят следующие блоки и отделения:
-
Компрессорная сырьевого и компримированного газа.
2. Блок охлаждения и сепарации газа
3. Блок осушки и очистки газа твердыми поглотителями.
-
Блок низкотемпературной конденсации и деэтанизации углеводородного конденсата. -
Пропановая холодильная установка. -
Система циркуляции горячего и холодного гликоля. -
Система циркуляции теплоносителя (горячего масла). -
Блок очистки газа регенерации раствором амина (Выведен из эксплуатации).
Нагрев газа регенерации, масла-теплоносителя, гликоля-теплоносителя
производится в трубчатых огневых подогревателях. Охлаждение газа, ШФЛУ, гликоля, а также конденсация пропана-хладоагента осуществляется в аппаратах воздушного охлаждения.
Общими для двух установок являются блок получения воздуха КИП, система противопожарной воды, факельная система и склад метанола. На установке переработки газа №1 имеется узел подготовки газа, который может находиться в работе или отключаться из технологической схемы.
В связи с тем, что компрессоры для повторного компримирования сухого отбензиненного газа исключены из работы, внедрена технологическая схема приема в переработку компримированного газа Лянторского м/р из сепаратора С-9/2 УУГ с предварительным сжатием на компрессорах С-103А/1,2 , что позволяет увеличить выработку ШФЛУ и сухого отбензиненного газа.
Генеральный проектировщик – «ВНИПИгазпереработка», г.Краснодар.
Проектировщик технологического процесса – фирма «Флуор», США.
Поставщик оборудования – фирма «Джапан Стил Уоркер», Япония.
Генеральный подрядчик – трест «Запсибэнергострой» Минэнерго СССР.
Дата ввода в эксплуатацию установки переработки газа №1 – IV квартал 1980 года, установки переработки газ №2 – IV квартал 1981 года.
II. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, ГОТОВОЙ
ПРОДУКЦИИ, РЕАГЕНТОВ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ.
2.1. Сырье.
В качестве сырья на установки компримирования и переработки газа поступает нефтяной газ I и II ступени сепарации с месторождений нефти Сургутского региона и ОАО «Юганскнефтегаз», сбросной газ Сургутского завода стабилизации конденсата, компримированный газ с Лянторских КС-1,2 (на прием компрессоров С-103А1,2).
Нефтяной газ состоит из смеси углеводородов метанового ряда с незначительным содержанием неуглеводородных компонентов, таких как сероводород, меркаптаны, углекислый газ, азот, кислород и вода. Обладает слабым специфическим запахом, слабо растворим в воде. Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны – 300 мг/м
3 (здесь и далее в пересчете на углерод). Пределы взрываемости в смеси с воздухом – 1,5 – 15 % объемных.
Компонентный состав газа, поступающего на установки переработки и компримирования газа не постоянный, изменяется в зависимости от соотношения количества газов, поступающих от различных поставщиков. Изменяется и содержание не углеводородных примесей в нефтяном газе. Температура газа на входе в установки изменяется в зависимости от времени года от минус 4 до плюс 20 оС. Давление газа на входе в установки до 0,85 кгс/см2.
Компонентный состав газа представлен в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование компонентов | Химическая формула | Смесь газа на прием установок | Газ Лянторских КС-1,2 | ||
| % мас. | % мол. | % мас. | % мол. | ||
| Кислород | O2 | 0,05 | 0,03 | 0,01 | 0,01 |
| Азот | N2 | 1,46 | 0,97 | 1,12 | 0,72 |
| Углекислый газ | CO2 | 0,59 | 0,25 | 1,15 | 0,47 |
| Метан | CH4 | 77,63 | 91,29 | 83,47 | 93,51 |
| Этан | C2H6 | 2,20 | 1,37 | 2,26 | 1,35 |
| Пропан | C3H8 | 7,77 | 3,27 | 5,10 | 2,08 |
| Изобутан | i-C4H10 | 2,15 | 0,68 | 1,26 | 0,39 |
| Нормальный бутан | n-C4H10 | 2,95 | 0,93 | 2,14 | 0,66 |
| Изопентан | i-C5H12 | 1,29 | 0,32 | 1,12 | 0,28 |
| Нормальный пентан | n-C5H12 | 1,21 | 0,30 | 0,92 | 0,23 |
| Гексан +выс. | C6H14+выс. | 2,70 | 0,59 | 1,45 | 0,30 |
| Содержание влаги, г/м3 | H2O | 0,747 | | 0,7 | |
| Содержание сероводорода, г/м3 | H2S | 0,0068 | | 0,0056 | |
| Содержание меркап- тановой серы, г/м3 | RHS | 0,0004 | | Отс. | |
| Содержание С3+выс. г/м3 | | 142,03 | | 89,12 | |
| Плотность, кг/м3 | | 0,786 | | 0,747 | |
2.2. Готовая продукция.
Из нефтяного газа на установках переработки газа вырабатывается сухой отбензиненный газ, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), смесь пропана и бутана технических (СПБТ) и бензиновая фракция.
2.2.1. Сухой отбензиненный газ.
Сухой отбензиненный газ состоит из смеси углеводородов метанового ряда С1 – С4 с незначительным содержанием неуглеводородных компонентов – углекислый газ, азот, сероводород и кислород. Отвечает требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения». Компонентный состав сухого отбензиненного газа представлен в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование компонентов | Химическая формула | Содержание компонентов | |
| % мас. | % мол. | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Кислород | O2 | 0,04 | 0,02 |
| Азот | N2 | 1,62 | 0,95 |
| Углекислый газ | CO2 | 0,76 | 0,29 |
| Метан | CH4 | 92,65 | 96,44 |
| Этан | C2H6 | 2,65 | 1,46 |
| Пропан | C3H8 | 2,14 | 0,8 |
| Изобутан | i-C4H10 | 0,07 | 0,02 |
| Нормальный бутан | n-C4H10 | 0,07 | 0,02 |
| Содержание влаги, г/м3 | H2O | 0,034 | |
| Содержание сероводорода, г/м3 | H2S | 0,0029 | |
| Содержание меркап- тановой серы, г/м3 | RHS | 0,0002 | |
| Содержание С3+выс. г/м3 | | 15,85 | |
| Плотность, кг/м3 | | 695 | |
Возможно изменение компонентного состава.
2.2.2. Широкая фракция легких углеводородов.
ШФЛУ, вырабатываемая на установках переработки газа, отвечает требованиям ТУ 38.101524-93 с изм.1, изложенным в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование показателя | Норма по маркам | |
| А | Б | |
| 1 | 2 | 3 |
| 1.Массовая доля компонентов, %
| 3 15 45 15 | 5 - 40 30 |
| 1 | 2 | 3 |
| 2. Массовая доля метанола,% | Не нормир. | Не нормир. |
| 3. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более в том числе сероводорода, не более | 0,025 0,003 | 0,05 0,003 |
| 4. Содержание свободной воды и щелочи | Отс. | Отс. |
| 5. Внешний вид | Бесцветная прозрачная жидкость | Бесцветная прозрачная жидкость |